Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществляется через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) — область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся — при закачке. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависят эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих, приёмистость нагнетательных скважин и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъём жидкости непосредственно в скважине.
Механические методы воздействия эффективны в твёрдых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удалённые части пласта.
Одним из наиболее распространенных методов интенсификации добычи нефти или газоотдачи является гидравлический разрыв пласта (ГРП).
Его используют для создания новых трещин как искусственных, так и для расширения старых (естественных), с целью улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта.
Гидравлический разрыв пласта проводится при давлениях, доходящих до 100 МПа, с большим расходом жидкости и при использовании сложной и многообразной технике.
Сущность метода гидравлического разрыва пласта заключается в том, что на забое скважины путем закачки вязкой жидкости создаются высокие давления, превышающие в 1,5—2 раза пластовое давление, в результате чего пласт расслаивается и в нем образуются трещины.
Промысловая практика показывает, что производительность скважин после гидравлического разрыва увеличивается иногда в несколько десятков раз. Это свидетельствует о том, что образовавшиеся трещины соединяются с существовавшими ранее, и приток жидкости к скважине происходит из удаленных изолированных от скважины до разрыва пласта высокопродуктивных зон. О раскрытии естественных или образовании искусственных трещин в пласте судят по графикам изменения расхода Q и давления P при осуществлении процесса. Образование искусственных трещин на графике характеризуется падением давления при постоянном темпе закачки, а при раскрытии естественных трещин расход жидкости разрыва растет непропорционально росту давления.
Для проведения ГРП предпочтение отдается скважинам, удовлетворяющим установленным нижеперечисленным критериям. Последние в комплексе позволяют с высокой вероятностью обеспечить интенсификацию добычи нефти. В зависимости от начальной проницаемости пласта и состояния призабойной зоны скважины критерии сгруппированы по двум нижеследующим позициям.
Анализ эффективности проведения гидравлического разрыва пласта ...
... 2.5.5. Дизайн гидравлического разрыва пласта 2.5.6. Заключительные работы 2.5.7. Техника для гидравлического разрыва пласта 2.5.8. Материалы, применяемые при гидравлического разрыва пласта 2.5.9. Факторы, определяющие эффективность гидроразрыва пласта 2.6. Расчет параметров гидравлического разрыва пласта 2.6.1. Расчет ...
1. Коллектора низкопроницаемые (ГРП обеспечивает увеличение фильтрационной поверхности), при этом должны соблюдаться следующие критерии.
1.1. эффективная толщина пласта не менее 5 м;
1.2. отсутствие в продукции скважин газа из газовой шапки, а также закачиваемой или законтурной воды;
1.3. продуктивный пласт, подвергаемый ГРП, отделен от других проницаемых пластов непроницаемыми разделами, толщиной более 8-10м;
1.4. удаленность скважины от ГНК и ВНК должна превышать расстояние между добывающими скважинами;
1.5. накопленный отбор нефти из скважины не должен превышать 20% от удельных извлекаемых запасов;
1.6. расчлененность продуктивного интервала (подвергаемого ГРП) — не более 3-5;
1.7. скважина должна быть технически исправна, как состояние эксплуатационной колонны так и сцепление цементного камня с колонной и породой должно быть удовлетворительным в интервале выше и ниже фильтра на 50м
1.8. проницаемость пласта не более 0,03 мкм2 при вязкости нефти в пластовых условиях не более 5 МПа.с.
2. Гидравлический разрыв пласта в коллекторах средней и низкой проницаемости для интенсификации добычи нефти за счет ликвидации повышенных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне.
2.1. начальная продуктивность скважины значительно ниже продуктивности окружающих скважин;
2.2. наличие скин-эффекта на КВД;
2.3. обводненность продукции скважин не должна превышать 20%;
2.4. продуктивность скважины должна быть ниже или незначительно отличаться от проектно-базовой.
Как следует из вышеизложенного, приведенные критерии позволяют провести разностороннюю предварительную экспертную оценку каждой скважины с технической, технологической и геолого-промысловой позиций.
При неукоснительном их исполнении с высокой вероятностью просматривается технологическая успешность операций ГРП и соответствующее получение дополнительной добычи нефти. Реализуемый объем последней безусловно должен компенсировать материальные затраты на проведение ГРП. гидравлический разрыв скважина пласт
Целью проведения гидравлического разрыва является увеличение продуктивности скважин, с воздействием на призабойную зону скважины — изменение свойств пористой среды и жидкости (свойства пористой среды изменяются при гидроразрыве за счет образования системы трещин ).
Допустим, что успех или неуспех гидроразрыва мы связываем с двумя факторами: предшествующим дебитом скважины и толщиной пласта. В действительности эффективность гидроразрыва зависит, конечно, не от двух, а от многих факторов: давления нагнетаемой жидкости, темпа закачки, процента песка в этой жидкости и т.д.
Гидравлический разрыв пласта проводится следующим образом: в проницаемый пласт закачивается жидкость при давлении до 100 МПа, под действием которого пласт расщепляется, либо по плоскостям напластования, либо вдоль естественных трещин. Для предупреждения смыкания трещин при снятии давления в них вместе с жидкостью закачивается крупный песок, сохраняющий проницаемость этих трещин, в тысячу раз превышающую проницаемость ненарушенного пласта.
Технология гидравлического разрыва пласта
... о среднем давлении разрыва, определяя его по данным гидроразрыва на соседних скважинах. 2.1 Проведение гидроразрыва Гидроразрыв проводят по следующей технологии. Вначале под большим давлением закачивают жидкость разрыва. После разрыва пласта для закрепления трещин закачивают жидкость ...
Для предупреждения смыкания образовавшихся в пласте трещин и сохранения их в раскрытом состоянии после снижения давления ниже давления разрыва в образовавшиеся трещины нагнетают вместе с жидкостью отсортированный крупнозернистый кварцевый песок. Подача песка обязательна как во вновь созданные, так и в существовавшие в пласте трещины, раскрытые при гидроразрыве. Как показывают исследования, в процессе гидравлического разрыва возникают трещины шириной 1—2 мм. Радиус их может достигать нескольких десятков метров. Заполненные крупнозернистым песком трещины обладают значительной проницаемостью, в результате чего после гидроразрыва производительность скважины увеличивается в несколько раз.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) проводят для образования новых или раскрытия уже существующих трещин с целью повышения проницаемости призабойной зоны пласта и увеличения производительности скважины.
Гидравлический разрыв пласта получают в результате закачки жидкости в пласт под высоким давлением. Для предотвращения смыкания после окончания операции и снижения давления до первоначального в них вместе с жидкостью закачивают пористый материал — кварцевый песок, корунд.
Одним из важнейших параметров проведения ГРП является давление гидроразрыва, при котором образуются трещины в породы. В идеальных условиях давление раскрытия р р должно быть меньше горного давления рг , создаваемого толщей вышележащих пород. Однако в реальных условиях может выполняться неравенство рг * рп < рр , что объясняется наличием в пласте глинистых пропластков, обладающих пластичными свойствами. В процессе бурения, когда цикл скважины не обсажен, под действием веса вышележащих пород может произойти выдавливание глины из пласта в скважины и частичное разгружение пласта, расположенного под глинистыми пропластками, что и приводит к снижению давления гидроразрыва.
Таким образом, давление разрыва зависит от предшествующего эксплуатации скважин процесса бурения. Поэтому рассчитать давление разрыва нельзя. Однако при сходных технологиях проводки скважин на данной площади можно говорить о среднем давлении разрыва, определяя его по данным гидроразрыва на соседних скважинах.
4. ВИДЫ ГРП
Различают два основных вида ГРП:
1. ГРП с закреплением трещины (проппантовый гидроразрыв);
2. ГРП без закрепления трещин (кислотный гидроразрыв).
ГРП с закреплением трещины ГРП без закрепления трещины
Рисунок 4 Виды гидравлического разрыва пласта
Так в карбонатных коллекторах проводят в основном кислотный ГРП, а в терригенных ГРП с закреплением трещины.
При проведении проппантового гидроразрыва в образованные трещины с помощью специальных жидкостей — песконосителей — транспортируется расклинивающий материал — проппант, который закрепляет трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления.
Метод ГРП имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта обработки (нефтяная, газовая или нагнетательная скважина) и достигаемой целью. Технологии ГРП различаются, прежде всего, по объемам закачки технологических жидкостей и проппантов и, соответственно, по размерам трещин. При локальном ГРП длина образуемых трещин 10-20 м, при ГРП с образованием протяженных трещин оптимальная длина закрепленной трещины обычно составляет 40-60 м; при глубокопроникающем гидроразрыве — 80-120м, а при массированном ГРП — от 120 до 1000 м и более.
Физика нефтяного и газового пласта
... и газ при условиях существующих в пластах (перепад давления и др., т.к. часть жидкости - неподвижные пленки, в тонких капиллярах и ... для нефтяных ... разрыву и ... и изредка - пласты известняков и доломитов); Трещиноватые (поровое пространство - система трещин - карбонатные отложения, сланцы, блоки пород между трещинами - плотные малопроницаемые породы); Смешанные (поровое пространство - система трещин и ...
Направленный ГРП. Рекомендуется проводить в известняковых породах. При этом в трещины песок не закачивается, а в скважины закачивается меловой раствор с фракцией мела до 0,5мм.
В намеченном интервале с помощью гидропескоструйного перфоратора нарезают вертикальные и горизонтальные щели (в зависимости от желаемой направленности будущих трещин).
В качестве жидкостиразрыва используют керосино-кислотную или конденсато-кислотную эмульсию, которые растворяют карбонатные породы на поверхности трещин и расширяют их. Для известняков время реакции эмульсии должно быть не менее суток, а для карбонатных пород с меньшей растворимостью — 2-3 суток.
Поинтервально-направленный ГРП. При поинтервальном направленном гидроразрыве способом “снизу-вверх” вначале по карротажной диаграмме намечают интервалы разрыва. В заполненную меловым раствором скважину спускают НКТ с гидропескоструйным перфоратором. Нижний интервал перфорируют в трёх положениях перфоратора, поворачивая его каждый раз на 30о. Перфорационные каналы располагаются в одной плоскости. Затем НКТ с перфоратором поднимают на поверхность, а в скважину спускают насосно-компрессорные трубы с пакером, который устанавливают выше проперфорированного интервала.
Производят гидроразрыв пласта в надрезанном интервале. После этого НКТ с пакером поднимают на поверхность, а в скважину опускают НКТ с перфоратором, чтобы провести перфорацию второго снизу выбранного для ГРП интервала. Описанные операции повторяют для всех выбранных интервалов.
После окончания поинтервального ГРП скважину промывают и спускают насосно-компрессорные трубы до забоя. Затем её осваивают и продувают. Целью удаления из пласта мелового раствора производят соляно-кислотную обработку. Объём закачиваемой кислоты берётся равным поглощенному объёму мелового раствора. Через 6-6 часов скважину вновь осваивают и продувают. Затем скважину передают в эксплуатацию.
Поинтервальный направленный ГРП “сверху-вниз” отличается тем, что вначале обрабатывается верхний интервал, затем второй сверху (первый при этом располагается выше пакера) и т.д. до самого нижнего интервала.
Ненаправленный многократный ГРП. Технология проведения ненаправленного многократного ГРП следующая. Вначале поводят простой ГРП. После закачки песка в первые порции продавочной жидкости вводится закупоривающий материал — резиновые или капроновые шарики, резиновая дробь, крупные дубовые опилки, а также смесь 3%-ого водного раствора КМЦ с вязкостью 90сП с мелом. На 100л такой смеси требуется 30кг мела фракции 5-7 мм и 100 кг мела фракции менее 5 мм. Закупоривающий материал закачивают в количестве необходимом для перекрытия перфорированного участка колонны в интервале 2-2,5м.
С помощью указанных веществ перекрывают устье трещины и в скважине, вновь, производится гидроразрыв в каком-то интервале.
Разрыв проводится также обычным способом, и по его окончании в скважину вновь вводят закупоривающий материал. Перекрыв устье второй трещины, вновь проводят ГРП и т.д.
Выпускной квалификационной работы Оценка эффективности методов ...
... стратиграфический разрез Геологический разрез Приобского месторождения сложен мощной толщей (более ... трещин. Их применение наиболее эффективно в плотных, низкопроницаемых коллекторах. Основной метод механического воздействия гидравлический разрыв пласта. ... гидростатических давлений. Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит ... призабойной зоны пласта, состава пород и жидкостей, а также ...
5. ПРОВЕДЕНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА
Гидроразрыв проводят по следующей технологии. Вначале под большим давлением закачивают жидкость разрыва. После разрыва пласта для закрепления трещин закачивают жидкость с песком. Обычно и жидкость разрыва, и жидкость-песконоситель при обработке добывающих скважин приготавливают на углеводородной основе, при обработке нагревательных скважин — на водной. Как правило, для этих целей используют различные эмульсии, а также углеводородные жидкости и водные растворы. Концентрация песка в жидкости-песконосителе обычно колеблется в пределах от 100 до 500 кг/м3 и зависит от ее фильтруемости и удерживающей способности.
Механизм гидравлического разрыва пласта, т. е. механизм образования в нем трещин, может быть представлен следующим образом. Все породы, слагающие тот или иной пласт, имеют естественные микротрещины, которые находятся в сжатом состоянии под влиянием веса вышележащей толщи пород или, как это принято называть, горного давления. Проницаемость таких трещин небольшая. Все породы обладают некоторой прочностью. Поэтому для образования в пласте новых трещин и расширения существующих необходимо снять в породах пласта напряжения, создаваемые горным давлением, и преодолеть прочность пород на разрыв.
Давление разрыва даже в пределах одного пласта непостоянно и может изменяться в широких пределах. Практикой подтверждено, что в большинстве случаев давление разрыва Pp на забое скважины ниже горного давления и составляет (15…25) * Н, кПа (1,5…2,5 кгс/см2 ).
Здесь Н — глубина скважины в м.
Для малопроницаемых пород это давление может быть достигнуто при закачке маловязких жидкостей разрыва с ограниченными скоростями закачки. Если породы высокопроницаемые, требуется большая скорость нагнетания, а при ограниченной скорости нагнетания необходимо использовать жидкости повышенной вязкости. Наконец, для достижения давления разрыва в случае особо высокой проницаемости пород пласта следует применять еще большие скорости закачки высоковязких жидкостей. Процесс гидравлического разрыва пласта состоит из следующих последовательно проводимых операций: 1) закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин; 2) закачка жидкости-песконосителя с песком, предназначенным для закрепления трещин; 3) закачка продавочной жидкости для продавливания песка в трещины.
6. СРЕДСТВА ПРОВЕДЕНИЯ ГРП
Обычно в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя применяют одну и ту же жидкость, поэтому их объединяют под одним названием — жидкость разрыва. Для гидравлического разрыва пласта применяют различные рабочие жидкости, которые по физико-химическим свойствам можно разделить на две группы: жидкости на углеводородной основе и жидкости на водной основе.
В качестве углеводородных жидкостей применяют нефть повышенной вязкости, мазут, дизельное топливо или керосин, загущенные нафтеновыми мылами.
К растворам, применяемым в нагнетательных скважинах, относятся: водный раствор сульфит спиртовой барды, растворы соляной кислоты, вода, загущенная различными реагентами, а также загущенные растворы соляной кислоты.
Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторождения
... и т. д. В настоящем курсовом проекте проводится анализ разработки Западно-Равенского месторождения, проанализированы методы для увеличения нефтеотдачи ... Рисунок 2. Структурная карта по кровле пласта Ач31 Пласт ЮС1. По результатам сейсморазведочных работ 3Д и данным бурения трех эксплуатационных ... на север. Все это приводит к резким изменениям давления и температуры в течение года и даже суток. ...
Процесс разрыва в большой степени зависит от физических свойств жидкости разрыва и, в частности, от вязкости, фильтруемости и способности удерживать зерна песка во взвешенном состоянии.
К жидкости разрыва предъявляются следующие требования. Во-первых, она должна быть высоковязкой, чтобы не произошло ее быстрое проникновение в глубь пласта, иначе повышение давления вблизи скважины будет недостаточным. Во-вторых, при наличии в разрезе скважины нескольких продуктивных пропластков необходимо обеспечить по возможности равномерный профиль приемистости. Для этого ньютоновские жидкости не подходят, так как количество поступающей жидкости в каждый пропласток будет пропорционально его проницаемости. Поэтому лучше будут обрабатываться высокопроницаемые пропластки и, следовательно, эффект от проведения гидроразрыва будет снижен. Для гидроразрыва необходимо использовать жидкость, вязкость которой зависит от скорости фильтрации. Если с увеличением скорости фильтрации вязкость возрастает, то при движении в высокопроницаемом пропластке вязкость жидкости будет выше, чем в низкопроницаемом. В результате профиль приемистости становится более равномерным.
7. НЕОБХОДИМЫЕ ПАРАМЕТРЫ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП
Для гидроразрыва в скважину спускают трубы, по которым Жидкость поступает в пласт. Для предохранения обсадной колонны от больших давлений над разрываемым пластом устанавливают пакер, а для повышения герметичности над ним — гидравлический якорь. Под действием давления поршни якоря раздвигаются и прижимаются к обсадной колонне, предотвращая сдвиг пакера.
При очень низкой вязкости жидкости разрыва для достижения давления разрыва требуется закачка в пласт большого объема жидкости, что связано с необходимостью использовать несколько одновременно работающих насосных агрегатов.
При высокой вязкости жидкости разрыва для образования трещин необходимы высокие давления. В зависимости от проницаемости пород оптимальная вязкость жидкости разрыва колеблется в пределах 50—500 сП. Иногда при закачке через обсадную колонну используют жидкость с вязкостью до 1000 сП и даже до 2000 сП.
Жидкость разрыва должна быть слабофильтрующейся и обладать высокой удерживающей способностью в отношении взвешенного в ней песка, что предупреждает возможность оседания его в цилиндрах насоса, элементах обвязки, трубах и на забое скважины.
При этом достигаются сохранение постоянной концентрации песка в жидкости разрыва и хорошие условия для переноса его в глубь трещины. Фильтруемость проверяют на приборе по определению водоотдачи глинистого раствора. Низкой считается фильтруемость менее 10 см 3 жидкости за 30 мин.
Способность жидкости разрыва удерживать песок во взвешенном состоянии находится в прямой зависимости от вязкости.
Более вязкие жидкости, как, например, мазуты, имеют удовлетворительную вязкость при температуре ниже 20°С; сырые нефти и вода, имеют низкую вязкость, в большинстве случаев хорошо фильтруются, и их не рекомендуется в чистом виде использовать при гидроразрыве пласта.
Повышение вязкости, как и уменьшение фильтруемости жидкостей, применяемых при гидроразрыве пластов, достигается введением в них соответствующих загустителей. Такими загустителями для углеводородных жидкостей являются соли органических кислот, высокомолекулярные и коллоидные соединения нефтей (например, нефтяной гудрон) и другие отходы нефтепереработки.
Особенности эксплуатации обводняющихся газовых скважин
... при выборе способа удаления жидкости. 1. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБВОДНЯЮЩИХСЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 1.1 Многофазный поток в газовой скважине Чтобы понять, как проявляет себя жидкость в газовой скважине, необходимо знать, как жидкая и газовая фазы взаимодействуют между ...
Значительной вязкостью и высокой песконесущей способностью обладают некоторые нефти, керосино-кислотные, нефтекислотные, а также водо-нефтяные эмульсии. Эти жидкости используют в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя при разрыве пластов в нефтяных скважинах.
В нагнетательных скважинах при гидравлическом разрыве используют загущенную воду. Для загущения применяют сульфит-спиртовую барду (ССБ) и другие производные целлюлозы, хорошо растворимые в воде и имеющие низкую фильтруемость.
В зависимости от концентрации сухих веществ ССБ бывает двух видов — жидкая и твердая. Вязкость исходного жидкого концентрата 1500—1800 сП. Добавка воды к растворам ССБ ведет к быстрому понижению вязкости и способствует хорошему вымыванию ССБ водой из пористого пространства и восстановлению приемистости. Раствор ССБ обладает хорошей удерживающей способностью и низкой фильтруемостью. Для разрыва в основном применяется раствор ССБ вязкостью 250—800 сП.
В последнее время в качестве жидкости-песконосителя применяют загущенную ССБ концентрированную соляную кислоту (40% НСl и 60% ССБ).
Применение такой жидкости разрыва позволяет сочетать процесс гидроразрыва с химическим воздействием на призабойную зону. В смеси с ССБ соляная кислота медленно реагирует с карбонатами (2—2,5 ч против 30—40 мин при использовании чистого раствора НСl).
Это дает возможность по трещинам, образовавшимся при гидроразрыве, продавить глубоко в пласт химически активную соляную кислоту и обработать призабойную зону пласта на большом удалении от ствола скважины.
При гидроразрыве пласта в условиях высоких пластовых температур (130—150°С) вязкость 20- и 24%-ных растворов ССБ с повышением температуры до 90° С резко понижается до 8—0,6 сП.
При более высоких температурах вязкость этих растворов приближается к вязкостным свойствам воды. Поэтому в качестве эффективной жидкости разрыва и песконосителя, обладающей хорошей пескоудерживающей способностью и слабой фильтруемостью, применяют водные растворы КМЦ-500 (карбоксиметилцеллюлоза) в пределах 1,5—2,5% с добавкой иногда хлористого натрия до 20—25%. Продавочная жидкость при всех условиях должна иметь минимальную вязкость в целях снижения потерь напора при прокачке.
Цель заполнения песком трещин — предупреждение их смыкания и сохранение в открытом состоянии после снятия давления ниже величины давления разрыва. Поэтому к песку предъявляются следующие требования:
1) песок должен иметь достаточную механическую прочность, чтобы не разрушаться в трещинах под действием веса породы;
2) сохранять высокую проницаемость.
Этим требованиям удовлетворяет хорошо скатанный однородный кварцевый песок.
Применяется песок следующих фракций: 0,25-0,4 мм; 0,4-0,63; 0,63-0,79; 0,79-1,0; 1,0-1,6ММ. Наиболее приемлемой фракцией для гидроразрыва пласта являются пески с размером зерен от 0,5 до 1,0 мм.
Степень эффективности гидравлического разрыва пласта определяется диаметром и протяженностью созданных трещин и, следовательно, повышенной проницаемостью. Чем больше диаметр и протяженность трещин, тем выше эффективность обработки. Создание трещин большой протяженности достигается закачкой больших количеств песка. Практически в скважину закачивают от 4 до 20 тОНН песка.Концентрация песка в жидкости-песконосителе зависит от фильтруемости и удерживающей способности жидкости и колеблется от 100 до 600 кг на 1 м 3 жидкости.
Измерение динамической вязкости жидкостей и газов
... вязкости жидкостей и газов - метод Пуазейля. Для газов метод предполагает измерение расхода газа при его ламинарном протекании по гладкому, тонкому, капиллярному каналу с известными размерами и при контролируемой разности давлений. ... Q (объем жидкости или газа, протекающих через поперечное сечение трубы за время D t ), зависит от ее вязкости, диаметра трубы, ее длины и разности давления на ее концах. ...
Гидравлический разрыв проводят в пластах с различной проницаемостью в случае падения дебита или приемистости нагнетательных скважин.
До проведения гидроразрыва скважину испытывают на приток, определяют ее поглотительную способность и давление при поглощении. С этой целью одним агрегатом закачивают нефть до получения на устье некоторого избыточного давления, при котором скважина начинает принимать жидкость. В течение 10—20 мин замеряют расход при постоянном давлении нагнетания. После подключения второго агрегата и увеличения количества закачиваемой жидкости поднимают давление на 2—3 МПа и вновь определяют расход.
Процесс увеличения расхода жидкости и давления повторяют несколько раз, и в конце исследования создают максимально возможное давление, при котором вновь замеряют расход. По полученным данным строят кривую зависимости приемистости скважины от давления нагнетания. По данным о поглотительной способности скважины до и после разрыва определяют количество жидкости и давление, необходимые для проведения разрыва, а также судят о качестве проведенного разрыва и об изменениях проницаемости пластов призабойной зоны после разрыва. За давление разрыва пласта условно принимают давление, при котором коэффициент приемистости скважины увеличивается в 3-4 раза по сравнению с начальным.
Забой скважины очищают от грязи способом дренирования и затем промывают. В отдельных случаях для увеличения фильтрационных свойств пластов рекомендуется предварительно обработать скважину соляной или грязевой кислотой и провести дополнительную перфорацию. Осуществление этих мероприятий способствует снижению давления разрыва и повышению его эффективности.
После промывки, очистки и проверки специальным шаблоном в скважину спускают насосно-компрессорные трубы диаметром 75 или 100 мм, по которым прокачивается жидкость разрыва. Для предохранения обсадной колонны от воздействия большого давления над разрываемым пластом устанавливают пакер, который разобщает фильтровую зону пласта от ее вышележащей части. Благодаря этому давление, создаваемое насосами, передается только на фильтровую зону и на нижнюю поверхность пакера.
Применяют различные конструкции пакеров. Наиболее распространены шлипсовые пакеры, выпускаемые под различные диаметры эксплуатационных колонн и рассчитанные на давление 50 МПа (рис.5.1).
Герметизация обсадной колонны осуществляется при деформации резиновых уплотнительных манжет от веса колонны насосно-компрессорных труб при опоре конуса на шлипсы пакера, центрирование которого осуществляется фонарем. Замковое устройство фонаря раскрывается при трении фонаря о стенки обсадных труб во время вращения пакера.
Осевая нагрузка при гидроразрыве воспринимается головкой пакера с опорным кольцом и передается на якорь, удерживающий пакер и колонну насосно-компрессорных труб от перемещения вверх. Головка пакера имеет левую резьбу в месте соединения с якорем.
В случае заклинивания манжет в обсадной колонне якорь может быть отвинчен от пакера правым вращением и поднят на поверхность.
Диаграмма давления глубинного регистрирующего манометра
... жидкости в колонну труб перекрывают и начинается период восстановления давления в подпакерной (межпакерной) зоне, фиксируемый глубинным манометром. Регистрируют темп и характер восстановления пластового давления. ... скважины и по ресурсу работы регистрирующих скважинных приборов (манометр, термометр). Продолжительность ... перепада давления на пакере и допустимых давлений смятия для бурильных труб ...
В процессе закачки рабочей жидкости для гидроразрыва создающийся перепад давления между внутренней частью якоря и кольцевым зазором в эксплуатационной колонне деформирует резиновую трубку, выдвигая плашки до упора в стенку колонны. Плашки, врезаясь своими острыми зубцами в стенки труб, удерживают якорь и соответственно пакер от выталкивания вверх по скважине.
Наряду со шлипсовыми пакерами применяют пакеры самоуплотняющиеся ПС. В этой конструкции герметизация достигается за счет самоуплотнения резиновых манжет под воздействием жидкости гидроразрыва.
В отличие от других типов пакеров в конструкции пакера ПС предусмотрен перепускной клапан, предназначенный для перепуска жидкости гидроразрыва в затрубное пространство во время спуска пакера, за счет чего снимается давление на самоуплотняющиеся манжеты. Перепускной клапан присоединяется через переводник и устанавливается выше гидравлического якоря.
После спуска труб с пакером и якорем устье скважины оборудуют специальной головкой, к которой подключают агрегаты для нагнетания в скважину жидкости разрыва.
